红柳油田高含水期稠油油藏剩余油挖潜方法

本文应用油藏工程方法结合井下监测手段寻找红柳油田垦东521块剩余油富集区,通过优化开发井网,配套老井措施,对剩余油富集区进行挖潜,油藏开发效果得到明显改善。采油速度从0.83%提高到1.06%,采收率提高了1.1%。该块高含水期剩余油挖潜实践对同类油藏改善开发效果具有重要意义。     

义东油田沾四区剩余油分布规律研究

本文针对义东油田沾四区边底水稠油油藏开发中含水上升快、采收率低的问题,为了改善开发效果,提高采收率,在沾四区边底水稠油油藏开展了剩余油分布规律研究,为该油藏下步实施调整奠定了基础,对义东油田沾四区边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有重要意义。     

厚油层“油帽子”剩余油富集影响因素分析

厚油层油藏由于长期注水形成了次生底水油藏,在油藏顶部剩余油富集,因而此类剩余油称为"油帽子"。针对胜利油田整装油藏的具体特点,利用正交模拟实验方法对剩余油富集影响因素进行了分析,分析认为该类剩余油主要受渗透律级差、油层厚度、射开程度和韵律性的影响,影响程度为:渗透率级差油层厚度避射厚度韵律性。实验结果显示,渗透率级差越大油层中的油帽子现象越明显,水驱采收率越低;油藏厚度越厚,油藏顶部剩余油越富集;正韵律油层比反韵律油层在油藏开发中后期更容易形成油帽子。     

大王北油田大37块整体加密研究与实践

大王北油田大37块为一个多薄层、低渗透油藏,储层连通性差、注采井距大、层间动用差异大,油藏采收率较低。本文通过对该块剩余油分布状况的分析,研究了整体加密的可行性及挖掘非主力层潜力,以进一步提高主力层采收率。2006年,该块共钻加密新井45口,新增产能11×10t,油藏采收率提高5.0%。     

水平井技术在边底水油藏中的应用

广华油田广一区潜33油组油藏为典型的边底水油藏,地层能量充足,在利用直井井网开采了30多年后,主力层已基本水淹。由于直井开发水锥现象严重,开发状况不断恶化,导致采收率低,大量剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏地质特点和开发状况,利用水平井技术进行剩余油挖潜,不但明显提高了采油速度,改善了开发状况,而且采收率由52.3%提高到55.4%,取得了较好的开发效果,为同类型油藏的高效开发提供了经验和借鉴。     

岩性断块油藏高含水期效益挖潜技术研究与应用

本文旨在提高极复杂断块油藏构造认识程度,搞清储层空间展布,落实剩余油分布类型及规律,在此基础上,研究不同类型剩余油针对性挖潜技术,并开展矿场试验,最终达到进一步提高采收率的目的,同时为其它高含水期油藏的开发提供一定的借鉴作用。     

胜坨油田特高含水期井网调整做法

胜坨油田进入特高含水开发后期,剩余油分布非常复杂,措施挖潜难度越来越大,提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容：本文根据近几年通过井网调整提高采收率的经验,总结了几种特高含水单元井网调整的做法和技术思路。对从事油藏开发的技术人员有一定借鉴和指导作用.     

胜利油区断块油藏提高采收率调整方向

断块油藏在胜利油区占有重要的地位,在缺乏较大新区投入的情况下,如何大幅度提高老区采收率、保持剩余可采储量保有量的规模,成为胜利断块油藏开发面临的主要问题。特别是在断块油藏目前普遍进入高含水开发期以后,针对存在的局部构造认识不清、剩余油分布零散、注采井网不适应剩余油分布等问题,通过开展构造认识和剩余油分布研究,及时实施层系细分重组、井网完善、水平井调整、重组断裂系统等开发调整,实现断块油藏在高含水期持续高效开发。     

高含水油藏剩余油挖潜技术及做法

濮城油田西区沙二上2+3油藏为中孔中渗非均质断块油气藏,目前油田开发已进入高含水期,相当数量的剩余油以不同规模、不同形式不规则地分布于油藏中。为改善油田开发效果,利用动静态综合分析研究与密网格大规模数值模拟研究相结合,提高了剩余油研究精度和可信度。在此基础上,部署实施了剩余油挖潜方案,使油藏含水上升率下降、采收率提高了。     

块状砂岩底水油藏剩余油潜力分析与研究

在块状砂岩底水油藏的开发中,由于油区压力不平衡引起底水锥进,从而导致油井高含水,大大影响原油的采收率。因而,对该类油藏开发后期剩余油潜力及挖潜方向研究有着及其重要的意义。     

埕东油田东区特高含水开发后期剩余油分布研究

埕东东区为中高渗透整装疏松砂岩油藏,自1996年进入特高含水开发后期,地下剩余油呈＂整体高度分散、局部相对富集＂的状态。通过综合应用密闭取心、动态监测、数模技术定性定量描述了剩余油分布规律,提出针对性的剩余油挖潜措施,为东区提高采收率提供理论依据。     

T7北块数值模拟研究

本文以T7北块为研究对象,在精确地质建摸的基础上,针对油藏存在的问题,对该区进行数值模拟研究,拟合了油田的生产动态,总结了油田的剩余油分布规律。根据油田开发现状及存在的问题,提出了提高油藏采收率的几种方案并进行了预测,对油藏实际开发具有指导作用。     

利用侧钻水平井提高高含水油藏采收率

胜利油田孤东采油厂七区西单元经过二十多年的强注强采,目前已进入特高含水开发阶段,剩余油在平面上高度分散,采用常规方法挖潜在适应性和经济效益等方面已很难适应油田开发的需要。而长期报废停井附近区域由于井网失控、水线绕流等原因,形成剩余油滞留区,成为剩余油挖潜的又一增长点。因此,孤东采油厂利用报废油井,在七区西单元开展了开窗侧钻水平井挖潜试验,并取得了良好的经济效益。试验表明,对于高含水油藏,在应用开窗侧钻水平井技术后,油藏的整体采收率得到了进一步提高,且有较大的剩余油挖潜空间,该技术在这类油藏上具有较好的推广应用价值。     

水驱数值模拟预测厚油层剩余油分布研究

<正>文明寨油田经过多年的强化开采,进入高含水开发阶段。油藏开发的主要矛盾随之由层间、平面矛盾向层内矛盾转移,储层内部结构非均质性作为主导油田开发后期水淹形式和剩余油分布复杂的核心地质因素,成为开发地质研究的焦点和热点。本文提出夹层是控制层内韵律段剩余油富集的主要因素,通过建立水驱数值模拟模型,研究夹层对韵律性厚油层剩余油富集的影响,提出正韵律厚油层挖潜方式及其适应性,提高油藏的开发水平及采收率。     

克拉玛依油田六中区克下组砾岩油藏二次开发研究与实践

克拉玛依油田六中区克下组油藏为非均质严重的洪积相砾岩油藏,1974年全面投入开发,经过30多年的开发,油藏水驱效果差,采油速度低(0.14%),采出程度低(29%)。为改善油藏开发效果,提高最终采收率,通过开展精细描述,重新计算油藏资源量,通过水淹层评价等多种技术优化数模模型,精细量化剩余油,系统认识油藏潜力,整体实施二次开发加密调整,重建井网结构,共实施加密调整井412口。实施加密调整后,油藏采油速度由0.14%升至0.72%,采收率由31.6%提高到44.4%,二次开发效果显著,为类似砾岩油藏二次开发提供了经验和参考依据。     

濮城油田沙三中6-10油藏细分调整改善开发效果配套技术应用

为提高濮城油田沙三中6-10油藏的采收率,在加强油藏精细研究、深化油藏认识、搞清剩余油分布规律的基础上,通过应用多层分注技术、斜井分注、纳米酸化、热力解堵、气动力深穿透解堵等技术进行调整挖潜.经现场实验后,水驱开发效果得到了明显改善,该油藏的成功经验对类似油藏的后期开发具有一定的借鉴作用.     

郑装断块油藏特高含水期开发调整方案优化研究

广利油田莱38断块构造简单,由于油水井腐蚀严重,注采井网不完善,导致储量损失严重且控制程度变差。针对以上问题,运用数值模拟等技术研究剩余油分布规律,通过在剩余油富集区采取新钻井以及大修等措施实施注采井网二次完善调整方案,恢复了水驱储量,提高了油藏采收率。     

濮城油田沙二下油藏高含水后期深度开发提高采收率实践

<正>本文根据沙二下油藏分类储层的非均质特征和构造的复杂性,着重对高含水后期剩余油分布的特征及赋存特点进行描述。针对不同的剩余油存在类型,及时优化开发对策,开展了不同挖潜方式的注采调整实践,通过配套的工艺技术,进行深化水驱提高采收率的探索。1油藏概况濮城沙二下油藏是一个埋藏深、含油层系多、非均质性严重的断块油气田。含油面积17.2km,石油地质储量3650万吨,     

孤东油田七区西北部特高含水期剩余油挖潜技术

孤东油田七区西北部上馆陶组属内陆河流相沉积的非均质多层砂岩亲水稠油油藏,油水粘度比大、非均质性严重,中低含水期含水上升快,水淹不均匀,因此特高含水期仍有大量剩余油分布,针对剩余油分布的各种形态,通过细分流动单元、简化层系、补孔扩射、优化注水压力、堵调结合、防砂扶井六项挖潜技术实施剩余油挖潜,改善油藏水驱效果提高采收率,在现场应用取得了显著效果。     

卫22块高含水期稳产的研究

卫22块目前处于高采出、高含水、高采油速度三高阶段,针对油藏高含水开发后期剩余油高度分散,Ⅱ、Ⅲ类层动用相对较低的现状,开展了高分辨率层序地层学研究、沉积微相研究、储层特征与精细评价、储层建模、油藏数值模拟研究、剩余油分布定量描述、储层分类潜力研究及储层分类治理方案研究,不断提高油藏认识。利用成熟配套工艺技术,充分发挥一二三类储层潜力,水驱采收率提高4.87个百分点,采油速度保持在1.1%以上开发,取得良好的开发效果。